Объем - нагнетаемая вода
Cтраница 4
Эффективность ( активность) системы заводнения при разрезании залежей на блоки максимально высокая. Если при законтурном заводнении высокий объем закачки воды в пласт еще не означает достижения соответствующей добычи нефти, так как коэффициент полезного действия по опыту Мухановского, Ярино-Каменнолож - ского, Покровского и других месторождений не превышает 0 3 - 0 5, то при разрезании залежей на блоки нагнетательные скважины ставятся в одинаковые условия с эксплуатационными и весь объем нагнетаемой воды идет на вытеснение нефти. Коэффициент полезного действия заводнения достигает единицы. При обеспечении необходимого объема закачки воды в залежь непременно будет достигнута и соответствующая добыча нефти. [46]
Объем нагнетаемой воды будет, конечно, основным определяющим параметром при выборе производительности установки. При обосновании этого параметра следует рассматривать ряд факторов. В основном объем нагнетаемой воды зависит от общего периметра фронта заводнения в пласте, пористости породы, ожидаемого коэффициента охвата по мощности и площади и остаточной нефте-насыщенности перед началом заводнения и при полном обводнении пласта. На основании этих данных делают расчеты для конкретного варианта заводнения, а проектировщику водоочистной установки дают окончательные цифры общего объема закачки и суточной скорости нагнетания. Как правило, в проектах предусматривается, что на 1 м3 дополнительно добываемой нефти нагнетается от 1.25 до 2 5 м3 воды, что составляет примерно от 1 25 до 2 поровых объемов. Скорость нагнетания в процессе заводнения может изменяться от 0 8 до 4 м3 / сутки. [47]
Начальная температура воды на устье нагнетательной скважины изменяется в зависимости от времени года в довольно широких пределах. Закачиваемая вода с температурой, отличной от пластовой, является мощным источником возмущения естественного геотермического поля пласта и окружающих нагнетательную скважину горных пород. Нагнетательные скважины также претерпевают большой диапазон изменений объемов нагнетаемой воды, термические свойства которой в значительной степени отличаются от термических свойств нефти и газонефтяной смеси. Поэтому тепловые процессы в нагнетательных скважинах протекают в условиях, несколько отличных от условий фонтанных скважин, и характер изменения температуры в них будет иным. [48]
Полный цикл работы гидравлического тарана разделяется на три периода: разгон, нагнетание и отражение. При малом периоде разгона повышения скорости может оказаться недостаточным, и нагнетания не произойдет. Излишнее увеличение периода разгона приводит к уменьшению объема нагнетаемой воды и возрастанию объема сбрасываемой. [49]
Грубо ориентировочно можно считать, что потери воды при заводнении составляют 15 - 20 % объема закачиваемой воды. Следовательно, для успешного осуществления заводнения в пласт надо нагнетать от 1 6 до 2 0 м3 воды на каждую тонну извлекаемой нефти, а при извлечении вместе с нефтью и пластовой воды следует учитывать и ее объем. Если требуется не только поддержать, но и повысить пластовое давление до какой-то заданной величины, объем нагнетаемой воды должен быть еще больше. [50]
Когда система становится более гидрофобной, ОНИ прорыва и экономические ОНИ возрастают, поэтому нефтеотдача падает. Экономическое ОНИ ниже, чем насыщенность при прорыве, а разница между ними постепенно возрастает. В течение продолжительного времени после прорыва добываются небольшие объемы нефти, поэтому экономическое ОНИ зависит от числа породы - объемов нагнетаемой воды. [51]
Этот метод применяют для извлечения остаточных запасов нефти из истощенных залежей. Воду в пласт закачивают, как правило, по всей площади нефтяной залежи. Нагнетательные скважины располагают непосредственно в нефтяной залежи между добывающими. Расстояние между этими скважинами может меняться в широких пределах и зависит от проницаемости пластов, объемов нагнетаемой воды и давления нагнетания. Вода во время движения по пласту от забоев нагнетательных скважин вымывает оставшуюся в порах пленочную нефть и проталкивает ее по направлению к забоям добывающих. [52]
При этом за основу, конечно, берется фактическая приемистость скважин к началу планируемого года. Однако проводится, по возможности, оптимизация режимов их работы при наличии данных о большей или меньшей опасности тех или иных нагнетательных скважин в отношении инициирования неравномерного продвижения ( прорыва) воды в направлении тех или иных добывающих скважин из-за создающегося существенного превышения гидродинамических градиентов над гравитационными. Причем по отдельным скважинам, прежде всего, с гипсометрически более высокими реальными интервалами закачки, могут быть уменьшены забойные давления и объемы нагнетаемой воды, В то же время по скважинам с более низким расположением интервалов вскрытия, более удаленным от добывающих скважин, наоборот, закачка может быть увеличена. При этом в итоге таких перераспределений может быть получено и более желаемое увеличение суммарных объемов нагнетаемой воды по сравнению с реализовавшимся в предшествующий период. [53]
Преимущества данного метода связаны со значительным сокращением сроков и объемов закачки сухого газа, а следовательно, и с сокращением сроков консервации запасов газа в залежи и уменьшением энергетических затрат на компримирование и закачку газа в залежь. К преимуществам данного способа разработки следует также отнести простоту поддержания и регулирования давления в залежи на этапе нагнетания воды, возможность создания в залежи некоторого запаса давления над давлением начала конденсации. Недостатками предлагаемого метода могут явиться: необходимость определенного переоборудования промысла после окончания закачки газа под нагнетание в пласт воды, а также опасность обводнения скважин. Обводнение скважин при осуществлении данного метода воздействия обусловлено теми же причинами, что и при обычном естественном заводнении газо-конденсатных залежей, т.е. неоднородностью пластов и неравномерностью перераспределения по отдельным зонам залежи объемов нагнетаемой воды. Дополнительно в этом случае необходимо также учитывать возможность прорывов воды через оторочку сухого газа и размыв оторочки с уменьшением ее толщины. Уменьшение толщины оторочки сухого газа обусловлено двухфазной фильтрацией на задней границе оторочки и защемлением определенных объемов сухого газа в обводненных зонах пластов. Таким образом, за фронтом обводнения пласта при осуществлении комбинированной закачки газа и воды остается определенное количество закачанного сухого газа. Понижение давления в залежи при осуществлении данного метода воздействия достигается путем прекращения закачки воды в залежь на завершающей стадии заводнения в тот момент, когда уже практически полностью произошло замещение газоконденсат-ной смеси сухим газом. Это позволяет извлечь большую часть закачанного сухого газа, избежав выделения конденсата из га-зоконденсатной смеси. [54]
 |
Варианты расположения пластов в разрезах. I, II, III, IV, V, VI. 1, 2, 3 - индексы пластов. [55] |
Результаты моделирования являются ориентировочными и не могут быть использованы для количественных оценок, однако в принципиальном плане они подтверждаются фактическими материалами. Однако ни технологически, ни организационно этот вопрос еще не решен. Таким образом, при совместной эксплуатации неоднородных пластов, кроме возрастания потерь запасов в худших пластах, снижения темпов разработки происходит возрастание объемов попутно добываемой воды. Это влечет за собой и увеличение объемов нагнетаемой воды. Такое увеличение отборов и закачки технологически нецелесообразно и ведет лишь к дополнительным затратам. [56]
Основные существующие представления о нефтенасыщении разрабатываемых пластов сформировались на базе лабораторных исследований: насыщение при прорыве, практическое ( как экономическое) остаточное и действительное остаточное насыщение. Заметим, что все эти насыщения - средние в пределах всего керна ( пласта), так как обычно в исследованиях заводнения насыщение изучается как функция поровых объемов нагнетаемой воды. Насыщения могут серьезно различаться, однако, в системах с промежуточной смачиваемостью и в гидрофобных или в гидрофильных пластах с большим отношением вязкости нефти к вязкости воды. Прорыв происходит, когда вода извлекается на выходном конце системы. Перед прорывом объем нефти добывается для каждого объема нагнетаемой воды, обеспечивая возможность наиболее эффективного вытеснения. [57]
Страницы: 1 2 3 4